地区电网安全稳定网源协同技术研究

金发举

（云南电网有限责任公司西双版纳供电局，云南 西双版纳 666100）

0 前言

在过去很长一段时间内，由于地区电网网架薄弱，设备N-1故障即会导致地区电网与主网系统解列后形成孤网运行，此时小电源的存在对电网支撑起到了积极作用。但地区孤网的电压、频率质量一般较差，极大可能不满足上级110 kV重合闸的检无压、检同期及备自投装置动作条件，最终导致重合闸、备自投装置不会动作。该类由小电源支撑的孤岛稳定性极其不足，不能长时间稳定运行，不具备以同期并列方式将地区电网并入主网系统，最终导致故障片区电网失压。

本文着重介绍如何基于地区电网小电并网现状，优化网侧重合闸、备自投及厂侧故障解列装置的使用原则、策略，制定地区电网网源协同策略，提高地区电网运行稳定性、可靠性。

1 地区电网小电并网运行现状

1.1 地区电网小电并网方式及小电故障解列现状

地区电网的小电源通过10 kV、35 kV电网并入系统，由于地区电网各变电站接入的小电点多面广，且机组容量小，在上级110 kV线路发生故障时，丰期方式下存在故障地区电网短时孤网运行情况，但小电孤网运行特性有极大的不确定性，极有可能造成110 kV重合闸的检无压、检同期条件均不满足而错过重合时间，最终导致因上级110 kV线路重合闸不成功造成110 kV变电站失压。地区电网小电接入系统接线方式如图1～3所示。

图1 小电源以35 kV、10 kV接入110 kV变电站

图2 小电源以35 kV接入35 kV变电站35 kV出线

1.2 地区电网小电故障解列设置现状分析

伴随着对供电可靠性及客户满意度的要求越来越高，目前的小电解列方式已不满足要求，主要存在以下几个方面：

1）当110 kV变电站并网通道发生故障，采用解列重合闸方式跳开带有小电的并网线路，但此类线路多为各县电网与系统联网的主要联网点，并网断路器联切后，由于各县电网的稳定性差，易造成各县电网瓦解及城市重要负荷损失，影响了客户供电可靠性。

2）由于各变电站基本未装设故障解列装置，且小水电机组运行特性复杂，为防止非同期合闸对发电机造成的冲击，目前110 kV变电站35 kV、10 kV带小电线路无线路PT情况下重合闸均退出。当此类线路发生瞬间故障时，不能通过重合闸迅速恢复送电，降低了供电可靠性。

3）目前110 kV变电站基本装设有中、低压侧备自投装置。为防止备自投动作造成非同期合闸冲击并网发电机，而增加了联切回路和重合闸闭锁回路，在备自投动作合备用断路器前，联切并网小电线路，但增加的环节容易因为压板误投切、小电并网断路器位置接点有缺陷等原因而造成装置拒动、误动，降低了供电可靠性。

2 地区电网小电故障解列优化分析

随着地县调集约化的发展，原各县级电网已纳入地调管辖，小电故障解列点调整的条件已逐步成熟。可以将小电并网线路上的故障解列点由系统侧调整至电源侧，从而提高各县供电局的供电可靠性。

2.1 地区电网小电故障解列点由系统侧调整至电厂侧策略原则

1）设置的小电故障解列点具有可操作性，现场设备装备水平及管理水平能够满足故障解列装置的安装与维护，尽量靠近电源点，解列后变电站失压站数最少为宜。

3）故障解列点设置具有合理性，在保证解列点能够正确动作的同时，确保解列点解列后片区小网不会出现高频、过压而造成用户设备损坏。

3）以35 kV电压等级接入系统的电厂原则上设置在电厂侧。

4）对于以10 kV电压等级并网的电厂，由于多数电厂“T”接于10 kV公网线路且运行维护水平低，管理困难无法控制，原则上设置在电厂并网线路“T”接点（装设配电自动化开关，配电自动化开关应增加配置过电压、高频解列、检同期重合等保护功能，配置双侧电压互感器）或上级35 kV变电站10 kV并网开关。

2.2 地区电网小电故障解列点由系统侧调整至电厂侧技术原则

2.2.1 对110 kV、35 kV变电站系统接线要求：

110 kV、35 kV变电站小电并网线路系统侧必须装设线路TV并在系统侧投检无压重合闸。

2.2.2 故障解列功能配置要求

必须具备低压、过压、低频、高频解列功能。在供小于求，使用低压、低频解列功能；在供大于求，使用低频、高频、低压、过压解列功能；供求存在基本平衡且能长时间自成电网运行，使用低频、高频、低压、过压解列功能。

2.2.3 故障解列功能实现要求

必须使用专用故障解列装置，不得使用具有压差闭锁和频差闭锁功能的低频低压减载装置作为故障解列使用，且装置动作电压取自35 kV母线TV或者10 kV母线TV，35 kV并网电厂联跳所有发电机出口断路器或者升压变高压侧断路器。

2.2.4 其它要求

1）安装解列点的上级线路需装设有线路TV，且保护装置具有检无压重合闸功能，若无线路TV或检无压功能则不允许投入重合闸。

2）现场安装时必须安装出口投退压板，可以根据运行方式变化进行投退跳闸出口。

2.3 地区电网小电故障解列装置配置完善建议

根据地区电网小电故障解列点由系统侧调整至电厂侧的基本设置和技术原则，同时结合各县级电网的特点，对小电情况进行全面梳理，形成地区电网小电故障解列点优化设置方案，此方案即能够保证110 kV线路瞬时故障的重合成功率，同时又能兼顾各县局供电可靠性，将变电站失压风险降到最低。

2.4 地区电网厂网协调机制风险及控制

2.4.1 地区电网现有小电解列点调整后的优势

1）在110 kV变电站并网通道瞬时故障时，由故障解列装置直接切除小电并网断路器，可以避免联切县公司35 kV变电站负荷，在110 kV变电站并网线路重合后保证部分35 kV变电站不失压、负荷不损失，特别是可以保证城区供电的35 kV变电站不失压，切实提高了供电可靠性。

2）小电解列点调整后可以将110 kV变电站的35 kV小电线路重合闸投入，在35 kV并网通道瞬时故障时，能通过重合闸补救，消除了因瞬时故障而造成局部电网与系统解列的风险。

3）将小电并网线路上的故障解列点由系统侧移至厂侧后，新建110 kV变电站可取消配置备自投或线路保护联切小电并网断路器回路，具备条件的在运变电站取消备自投或线路保护联切小电并网断路器二次回路，降低110 kV变电站二次回路的复杂程度，提高备自投、保护装置运行可靠性。

2.4.2 地区电网现有小电解列点调整后风险及控制措施

1）在丰水期发电能力足够的情况下，在110 kV变电站解列小电线路，解列的电网存在发供电平衡的可能，若解列点调整后，在系统故障时所有小电均被切除，在线路为永久故障重合闸不成功时则直接导致县电网瓦解。

控制措施：110 kV线路跳闸永久故障的概率比较低（见附表1），同时在110 kV联网线路跳闸后，县级电网孤网稳定运行概率低，调整后此风险变化不大。需要加强线路维护工作，尽量避免永久性故障发生。

表1 某地区电网110 kV线路故障情况

2）故障解列点调整后，110 kV变电站将不再设置联切回路，若存在解列装置不能可靠解列小电，可能造成110 kV变电站线路重合闸动作不成功，存在110 kV变电站失压的风险。

控制措施：保证安装的故障解列必须为专用的故障解列装置，具有低频、高频、低压、过压解列功能，不能用低频低压减载装置代替故障解列功能，并定期开展检验，加强运行维护，保证在110 kV联网通道发生故障时能够可靠动作。

3）故障解列点调整后，在发生110 kV线路故障时，由于故障解列装置安装点距离故障点电气距离较远，电压下降幅度较小或基本不变，造成低压解列不能准确判别，只能靠频率进行判别，同时目前故障解列装置的定值没有一个标准的算法，只能设置经验值。

控制措施：①110 kV线路保护自动重合闸整组复归时间为10 min，可以待小电网自行解列后无压重合。②结合其他局经验及地区电网的特点设置定值，同时每次动作后及时收集动作信息，对动作值进行分析逐步优化定值。③重合闸和备自投原则上按照“先重合、后备投”的方式进行配合使用。④为避免备自投启动后因长时间不满足无压条件而放电，同时防止对小电可能造成的冲击，备自投无压启动和无压判定定值应设置一致且不大于0.3Un。

3 结束语

本次研究从减少继电保护、安自装置联切回路、优化逻辑和定值的角度，制定地区电网网源协同策略，对电网侧重合闸、备自投及电厂侧故障解列装置的使用原则、策略进行优化，确保主供线路跳闸后重合闸及备自投可靠动作，快速恢复局部电网供电，减少负荷损失，降低系统运行风险。